Электродегидраторы. Обессоливатели для нефти.
Сотрудники компании Интех ГмбХ (Intech GmbH) разрабатывают, поставляют и устанавливают электродегидраторы. Мы предлагаем различные установки для отделения воды от нефти (дегидраторы) и обессоливатели.
|
|
Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.
Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ, т.е. из пентанов и высших (С6+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.
Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ — пентана и высших (С6+высш). Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40-200 °С. Молекулярная масса 90-160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.
Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см3/м3), средним (150-300 см3/м3), высоким (300-600 см3/м3) и очень высоким (более 600 см3/м3).Большое значение имеет такая характеристика газоконденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки.
1.1. В основу классификации газовых конденсатов входят: давление насыщенных паров, содержание серы в газовых конденсатах и в его фракциях, содержание ароматических углеводородов в бензиновой фракции с концом кипения 200°С, содержание н-алкановых углеводородов во фракции дизельного топлива (200 - 320 ° С) и возможность получения реактивного и дизельного топлив с депарафинизацией и без нее, фракционный состав (температура конца кипения), совокупность значений которых дает представление о физико-химическом характере того или иного газового конденсата с определением эффективного направления переработки его и квалифицированного использования в народном хозяйстве. Показатели, входящие в основу классификации, указывают для газовых конденсатов, предварительно подготовленных в соответствии с требованиями стандартов, на методы их анализа.
1.2. В зависимости от давления насыщенных паров газовые конденсаты делятся на два рода: нестабильные (Д1) и стабильные (Д2).
К нестабильным (деэтанизированным) относятся газовые конденсаты с давлением насыщенных паров выше 93325 Па (700 мм. рт. ст.), которые содержат в своем составе углеводороды С3, С4, С5+в и частично С2.
К стабильным (дебутанизированным) относятся газовые конденсаты с давлением насыщенных паров не выше 93325 Па, которые состоят из углеводородов С5+В. С целью ликвидации потерь легких углеводородов все газовые конденсаты с давлением насыщенных паров выше 93325 Па подлежат стабилизации. Полученная при этом широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) содержит пропан, бутан и частично пентан (i- и n-структуры), которые являются ценным сырьем нефтехимической промышленности.
1.3. В зависимости от содержания серы, стабильные газовые конденсаты делятся на три класса: I - малосернистые или бессернистые; II - сернистые; III - высокосернистые.
Содержание серы в конденсатах и в продуктах их перегонки для I, II и III классов должно соответствовать нормам и требованиям, приведенным в таблице I. Если фракции, полученные из малосернистых газовых конденсатов, содержат серу выше указанных для I класса пределов, то эти газовые конденсаты должны быть отнесены к газовым конденсатам II класса. Если фракции, выделенные из сернистого газового конденсата, содержат серу не выше пределов, указанных для продуктов, получаемых из малосернистого газового конденсата, то он должен быть отнесен к газовым конденсатам I класса. В том случае, когда одно или все дистиллятные топлива, получаемые из сернистых газовых конденсатов, содержат серу выше указанных для этого класса пределов, то эти газовые конденсаты должны быть отнесены к газовым конденсатам III класса.
Газовые конденсаты III класса могут быть отнесены ко II классу лишь тогда, когда все дистиллятные топлива, выделенные из них, содержат серу не выше пределов, указанных для продуктов сернистых газовых конденсатов. Таким образом, класс газового конденсата определяется не только содержанием серы в газовом конденсате, но и количеством серы в отдельных его фракциях.
1.4. В зависимости от содержания ароматических углеводородов в бензиновой фракции (до 200°С) газовые конденсаты делятся на три типа: A1,А2, A3 ( табл. 1).
К I типу относятся газовые конденсаты с содержанием ароматических углеводородов в бензиновой фракции выше 20%. При этом экономически эффективна предварительная экстракция ароматики с использованием рафината как сырья каталитического риформинга с целью получения ароматических углеводородов и высокооктановых компонентов. К II типу относятся газовые конденсаты с содержанием в бензиновой фракции 10 - 20% ароматических углеводородов. При содержании нафтеновых углеводородов не ниже 38% бензиновую фракцию этих газовых конденсатов целесообразно использовать как сырье каталитического риформинга.
Г/конденсаты III типа характеризуются содержанием ароматических углеводородов не выше 10%. Этот тип сырья пригоден для пиролиза; но может быть использован и для каталитического риформинга при высоком значении нафтеновых углеводородов.
1.5. В зависимости от содержания н-алкановых углеводородов во фракции 200 - 320°С, обуславливающих возможность получения топлива для реактивных двигателей, зимних дизельных топлив без депарафинизации или с ее применением и жидких парафинов для микробиологической и химической промышленности, газовые конденсаты делятся на четыре вида: H1, Н2, Н3, Н4.
H 1 – г/конденсаты высокопарафиновые, во фракции 200 - 320°С которых содержание комплексообразующих составляет более 25% масс. Из этих газовых конденсатов реактивное и зимнее дизельное топлива могут быть получены с депарафинизацией. Эти газовые конденсаты могут быть использованы для получения жидких н-алканов, предназначенных для синтеза белково-витаминных концентратов (БВК) в качестве сырья.
Н 2 – г/конденсаты парафиновые с содержанием комплексообразующих во фракции 200 - 320°С от 18 до 25%.
Из этих газовых конденсатов реактивное и зимнее дизельное топлива могут быть получены без депарафинизации. Газовые конденсаты этого вида пригодны для выделения жидких н-парафинов.
Н 3 – г/конденсаты малопарафиновые с содержанием комплексообразующих во фракции 200 - 320°С меньше 18%, но не ниже 14%.
Эти газовые конденсаты пригодны для получения реактивного и зимнего дизельного топлив без депарафинизации и не пригодны для выделения жидких н-парафиновых углеводородов. Фракция дизельного топлива этих газовых конденсатов может использоваться для выделения н-алканов в смеси с высокопарафинистым сырьем.
Н 4 - беспарафиновые г/конденсаты с содержанием во фракции дизельного топлива комплексообразующих менее 14%. К таковым относятся и газовые конденсаты облегченного фракционного состава, не содержащие фракций дизельного топлива, или перегоняющиеся при температуре не выше 250°С, и газовые конденсаты истощенных площадей с пластовым давлением ниже 98 ´ 10(5) – 147 ´ 10(5) Па (100 – 150 кгс/см2).
1.6. В зависимости от фракционного состава (температура конца кипения) г/к подразделяются на три группы: Ф 1 – газ/к высококипящие с температурой выкипания выше 320°С. Ф 2 – газ/к промежуточного фракционного состава с концом кипения от 250 до 320°С. Ф 3 – газ/к облегченного фракционного состава, выкипающие до температуры 250°С.
|
|
Важнейшими параметрами теории упругого режима являются коэффициенты объёмной упругости жидкости и пласта.
Коэффициент объёмной упругости жидкости bж характеризует податливость жидкости изменению её объёма и показывает, на какую часть первоначального объёма изменяется объём жидкости при изменении давления на единицу
, (4.1)
где tж - объём жидкости; знак минус указывает на то, что объём tж увеличивается с уменьшением давления; bж нефти находится в пределах (7-30)10-10м2/н; bж воды находится в пределах (2,7-5)10-10м2/н.
Коэффициент объёмной упругости пласта определяется по формуле
, (4.2)
где tп - объём пласта; m - пористость; bС слабо и сильно сцементированных горных пород находится в пределах (0,3-2)10-10м2/н.
Считаем, что течение происходит по закону Дарси, и уравнение состояния упругой жидкости в линеаризованной постановке, которое получим из соотношения (2.27) разложением экспоненты в ряд Тейлора, имеет вид
, (4.8)
а также изменение пористости в зависимости от давления, полученное линеаризацией соотношения (2.34), описывается зависимостью
. (4.9)
Из (4.9) и очевидного соотношения 
имеем следующее дифференциальное уравнение для пористости, при пренебрежении членом, содержащим произведение bжbс
. (4.10) В то же время из общего уравнения фильтрации (2.8) 
.
Приравнивая правые части, с учетом выражения для потенциала 
, и пренебрегая членом, содержащим (р-р0)2, получим
. (4.11)
Уравнение типа (4.11) известно под названием уравнения теплопроводности, а в теории фильтрации называется уравнением пьезопроводности. По аналогии с уравнением теплопроводности коэффициент k характеризует быстроту распределения давления в пласте и носит название коэффициент пьезопроводности. Само уравнение (4.11) позволяет определить поле давления при нестационарных процессах в пласте с упругим режимом.
14 Зависимость параметров флюидов от давления. Функция Лейбензона
Влияние разности между давлением бурового раствора и давлением флюида в порах горных пород ( Ар) на механическую скорость ин рассмотрено во многих работах.
Если давление в скважине рс меньше пластового рпл( давление флюидов, насыщающих пласт), то флюиды из пласта будут поступать в скважину, что называется проявлением. В зависимости от интенсивности проявления сопровождаются само-изливом жидкости ( газа) на устье ( переливы), выбросами, открытым ( не контролируемым) фонтанированием. Эти явления осложняют процесс строительства скважины, а иногда создают угрозу пожаров, взрывов, отравлений. Помимо внешнего давления, на проницаемость оказывает значительное воздействие давление фильтрующего флюида ( газа) Рф. Данные, приведенные в работе , показывают, что при повышении - Рф на 30 кгс / см2 при АРconst проницаемость гипсов увеличивается в 1 2 - 5 раз. Авторы объясняют это явление тем, что при повышении давления газа происходит как частичная разгрузка породы от внешнего давления и соответственно увеличение ее общего объема, так и сокращение объема твердой фазы за счет сжатия отдельных ее частиц под действием внешнего и внутреннего давлений.
Таким образом, для возникновения трещин, секущих слоистость, давление флюидов должно быть большим, чем для возникновения трещин по слоистости.
1.Помимо внешнего давления заметное влияние на проницаемость пород оказывает и давление фильтрующегося флюида ( газа)
Функция Лейбензона
Основы теории движения газа в пористой среде были разработаны основателем советской школы нефтегазовой гидромеханики академиком Л.С.Лейбензоном. Он впервые получил дифференциальные уравнения неустановившейся фильтрации совершенного газа в пласте по закону Дарси.При выводе уравнения предполагалось, что коэффициенты пористости и проницаемости не изменяются с давлением, т.е. пласт недеформируем, вязкость газа также не зависит от давления, газ совершенный, а фильтрация газа в пласте происходит при неизменных во времени температурах газа и пласта (изотермический закон).
Для вывода дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации совершенного газа воспользуемся уравнением, которое справедливо для любого сжимаемого флюида:
, (1)
где коэффициенты проницаемости и вязкости постоянны.
Функция Лейбензонадля совершенного газа определяется по формуле:
Р= ρатp2⁄(2pат) + С. (2)
Продифференцируем (2) по координатам 2 раза:
, 
, 
(3)
Преобразуя правую часть уравнения (1) и считая пористость m0 постоянной и учитывая, что для совершенного газа
ρ = ρатp ⁄ pат, (4)
получим:
(5)
Подставив выражения (3) и (5) в уравнение (1), получим:
(6)
Где выражение в скобке представляет собой оператор Лапласа относительно р2, поэтому уравнение (6) принимает вид:
Полученное дифференциальное уравнение неустановившейся фильтрации совершенного газа называется уравнением Лейбензона и представляет собой нелинейное уравнение параболического типа. Оно справедливо для совершенного газа при выполнении закона Дарси. Так как коэффициент пористости входит в уравнение (1) в виде произведения ρm, в котором плотность газа меняется в большей степени, чем пористость, его изменением пренебрегают.
Уравнение Лейбензона (6) можно записать следующим образом, умножив правую и левую части на давление р и заменив
(8)
В такой записи под знаками производных по координатам и по времени находится одна и таже функция р2, но коэффициент в правой части kр/(ηm0)-переменный, в него входит искомая функция p(x,y,z,t).
Неустановившаяся фильтрация реального газа с уравнением состояния ρ = ρатp ⁄ [pатz(p)] и с учетом зависимости коэффициента вязкости от давления η=η(p) и недеформируемости пористой среды (m0=const, k=const) описывается следующим нелинейным дифференциальным уравнением параболического типа:
|
|
(9)Для решения задач, связанных с неустановившейся фильтрацией газа, дифференциальное уравнение в форме (6) или (8) должно быть проинтегрировано по всей области газовой залежи при заданных начальных и граничных условиях.
Так как уравнение (6) или (8) представляет собой сложное нелинейное уравнение в частных производных, оно в большинстве случаев не имеет точных аналитических решений. Его можно проинтегрировать численно с помощью ЭВМ или решить приближенным способом. Приближенные способы хорошо разработаны.