Нейросетевая система управления процессом термохимического обезвоживания нефтяных эмульсий
 Скачать 4.35 Mb.
|
|
Регион Добыча нефти, тыс. т Добыча нефти. % Норма января, °С Норма июля, °С Российская Федерация 547734 100 −19.7 +15.6 Уральский ФО 303529 55.4 −19.1 +17.3 Приволжский ФО 118558 21.6 −13.4 +19.2 Сибирский ФО 52650 9.6 −22.6 +15.5 Северо-Западный ФО 33653 6.1 −12.4 +14.3 Дальневосточный ФО 28263 5.1 −23.0 +14.1 Южный ФО 9805 1.7 −4.2 +22.3 Северо-Кавказский ФО 1276 0.2 −4.0 +24.0 Из представленных в таблице данных видно, что регионы нефтедобычи, в основном, расположены в районах с преобладающими низкими температурами. 12 Абсолютная минимальная температура может доходить до – 50°С и ниже. Помимо этого, условия работы в этих регионах осложнены такими факторами, как сильные ветра, высокая влажность, обильные осадки в течение года, неустойчивый болотистый или мерзлотный грунт и т.д. Таким образом, задача автоматизации нефтедобычи является очень актуальной. Чем больше операций в процессе нефтедобычи будет контролироваться автоматизированными управляющими системами, тем более безопасным и надёжным будет производство. 1.2 Схемы сбора нефти Определённая системы сбора нефти, газа и воды характеризует набор оборудования и связывающие его трубопроводы, использующиеся для транспортировки продукции скважин до установок подготовки, где производится разделение нефти, газа и воды, их очистка и другие технологические операции. Не существует универсальной системы сбора нефти, газа и воды, т.к. каждое месторождение имеет свои особенности: природно-климатические условия района добычи, форма и размеры продуктивного пласта, рельеф местности, сетка размещения скважин, объемы нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т.д. Любая система сбора нефти, газа и воды должна обеспечить возможность осуществления следующих операций: измерение продукции каждой скважины; транспортировка продукции скважин за счет энергии пласта или насосов до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды; отделение газа от нефти и транспортировка его до пункта подготовки или до потребителя; отделение свободной воды от продукции скважин до установок подготовки нефти (в случае добычи обводненной нефти); 13 раздельный сбор и транспорт продукции скважин, существенно отличающейся по обводненности или физико-химическим свойствам; подогрев продукции скважин, если невозможно ее собирать и транспортировать при обычных температурах. При возникновении необходимости, системы сбора нефти и газа дорабатываются и совершенствуются. Во времена Советского Союза было разработано множество систем сбора нефти и газа: Самотечная, Двухтрубная, Герметизированная, Краснодарская, Бакинская, Грозненская, Бароняна-Везирова и т.д. Научная деятельность государственного института по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности «Гипровостокнефть» привела к совершенствованию подходов к добыче нефти и газа и привела к созданию «Норм технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений» ВНТП 3-85, введённых в 1986 году. Созданная система герметизированного сбора широко используется в настоящее время. На рисунке 1.1 представлена схема герметизированного сбора скважинной жидкости, разработанная институтом «Гипровостокнефть». Благодаря герметизированной схеме сбора нефти и газа уменьшаются потери газа и легких фракций нефти. Преимущество гериетизированной схемы сбора в том, что нефть и газ под собственным давлением (1 МПа) транспортируются на центральный пункт сбора. Этого давления достаточно для проведения двух – или трехступенчатой сепарации. При определённых параметрах пластового давления удаётся избежать использования подпорных насосов для подачи добываемой скважинной жидкости на сепараторы. 14 1 – нефть и газ со скважин; 2 – групповая замерная установка; 3, 4, 5 – аппараты первой, второй и третьей ступеней сепарации нефти, 6 – резервуары хранения сырой нефти; 7 – отстойный резервуар хранения нефти. Рисунок 1.1 – Упрощенная технологическая схема промыслового сбора и транспорта нефти и газа института АО «Гипровостокнефть» 1.3 Типы нефтей Геологические и геохронологические условия образования нефти влияют на конечный химический состав извлекаемой из пласта жидкости. По содержанию в нефтях массовой доли серы их разделяют на малосернистые (<0,6%), сернистые (0,61% – 1,8 %), высокосернистые (1,81% – 3,5%), особо высокосернистые (> 3,5%). Вязкость нефти (Па*с) характеризует её подвижность в пластовых условиях. По вязкости нефти делят на легкие, средние и тяжелые. Легкие нефти при переработке дают больший выход бензиновых фракций, и благодаря этому ценятся больше. Показатели мировых сортов нефти представлены в таблице 1.2 [63]. 15 Таблица 1.2 – Мировые сорта нефти Наименование Место добычи Условная группа ANS США (Аляска) Средняя Arab Extra Lite Саудовская Аравия Легкая Arab Lite Саудовская Аравия Средняя Arab Heavy Саудовская Аравия Тяжелая Bakken Clearbook (США) Средняя Bonny Lite Нигерия Легкая Brent Северное море Легкая Cabinda Ангола Средняя Cerro Negro Венесуэла Тяжелая Daqing Китай Средняя Dubai ОАЭ Средняя Duri Индонезия Тяжелая ESPO Россия Легкая Forcados Нигерия Средняя LLS Мексиканский залив Легкая Mars Мексиканский залив Средняя Maya Мексиканский залив Тяжелая Minas Индонезия Средняя Oman Оман Легкая Qua Lbo Нигерия Легкая Saharan Bl Алжир Легкая Syncrude Alberta (Канада) Средняя Tapis Малазия Легкая Urals Россия Средняя WCS Alberta (Канада) Тяжелая WTI Cushing, OK (США) Средняя 16 Кроме классификации по реологическим свойствам, нефти различают по плотности, содержанию парафинов, смол и асфальтенов. Различные типы нефтей, добываемые на территории России представлены в таблице 1.3 [58]. Таблица 1.3 – Реологические свойства и состав нефтей различных месторождений Нефть Плотность, кг/м 3 Вяз кость при 20°С, сСт Содержание, % Парафин Смолы серно- кислотные Асфальтены Урал и Поволжье Арланская 891 39,7 3,4 76 5,8 Бавлинская 883 25,8 4,1 38 6,1 Жирновская 856 17,7 5,1 8 0,20 Кулешовская 824 4,0 4,0 15 0,7 Мухановская 846 13,3 6,9 28 2,2 Ромашкинская 862 14,2 5,1 34 4,0 Туймазинская 856 11,9 4,1 39 3,4 Шкаповская 862 13,8 4,1 24 3,3 Республика Коми Джъерская 843 9,2 7,9 18 0,99 Усинская 836 - 10,8 22,0 0,68 Ярегская 944 786,3 1,4 >50 3,7 Западная Сибирь Мегионская 856 7,1 2,28 21 1,13 Нижневартовская 851 7,87 2,14 - 1,45 Самотлорская 842 6,1 2,3 14,0 1,4 Варьеганская 820 6,8 3,2 11 0,47 Усть-Балыкская 870 25,1 2,3 44 2,3 Шаимская 826 6,8 2,9 14 0,8 Сахалин Эхабинская 869 7,7 3,1 19 0,9 Северный Кавказ Озексуатская 823 6,3 17,5 - 0,38 Троицко-Анас- тасиевская 906 37,8 1,0 18 0,81 Хаянкорт 798 3,1 4,6 8 0,14 17 Как видно из таблицы 1.3, параметры нефтей, добываемых в различных географических регионах, сильно варьируются. При проектировании процессов добычи, транспорта и подготовки нефти, учитываются характерные особенности конкретного месторождения и конкретной добываемой скважинной жидкости. 1.4 Процессы подготовки нефти Промысловый сбор и подготовка нефти и газа решают задачи получения товарной продукции и сдачи этой продукции в магистральную транспортную систему. Из продуктивных пластов нефть и газ извлекаются совместно, а после прохождения процессов подготовки их разделяют на два потока [31]. После извлечения жидкости из скважины на промысле выполняются следующие этапы [18,24-26,55]: 1. Разделение (сепарация) нефти, газа и пластовой воды. 2. Обезвоживание, обессоливание и очистка нефти от механических примесей. 3. Дегазация (стабилизация) нефти. 4. Отбензинивание, очистка и осушка газа. При переработке нефти и газа происходят изменения химического состава в результате химических реакций зачастую с вводом дополнительных реактивов или катализаторов. При подготовке нефти и газа в большинстве технологических операций с добываемой скважинной жидкостью происходят физические процессы, схема которых представлена на рисунке 1.2. Химические превращения, при которых меняется состав вещества, количество молекул или форма углеводородной цепи, используются, в основном, на нефте- и газоперерабатывающих заводах для получения необходимых химической промышленности веществ. 19 Оптимальной глубиной стабилизации является дебутанизация, то есть удаление метана, этана, пропана и бутана – наиболее лёгких составляющих нефти. Согласно ГОСТу Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» нефть по степени подготовки подразделяется на три группы по содержанию в ней различных веществ (примесей) (таблица 1.4) [19]. Таблица 1.4 – Группы качества нефти Наименование показателя Норма для нефти группы 1 2 3 Массовая доля воды, %, не более 0,5 0,5 1,0 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм 3 , не более 100 300 900 Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более 66,7 (500) Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204 0 С, млн. -1 (ррm), не более 10 10 10 Для сдачи в магистральный трубопровод необходимо обеспечить содержание воды не более 0.5 % массовой доли для нефти первой и второй группы. Основной причиной этого является высокая стоимость транспортировки балластной воды. Высокое содержание воды, солей и механических примесей в нефти увеличивает нагрузку на насосное оборудование при транспортировке жидкости. К тому же, вязкость эмульсии выше, чем вязкость единой фазы, за счёт чего требуется больше энергии для перекачки. Растворенные в пластовой воде вещества также могут выпадать в осадок на стенках трубопроводов, тем самым уменьшая их пропускную способность, вредят работе технологического оборудования, снижая срок его службы. Поэтому на ранних этапах важно отделить от нефти как можно больше воды с растворенными в ней веществами. 20 1.5 Природа образования водонефтяных эмульсий При подготовке нефти наиболее сложной технологической операцией является удаление воды и солей из добытой жидкости – обезвоживание и обессоливание [38]. Это происходит из-за того, в процессе добычи, как правило, вся жидкость извлекается из скважин в виде эмульсии из нефти и пластовой воды с высоким содержанием попутных газов, солей, органических кислот и механических примесей. Эмульсией называется смесь двух взаимонерастворимых жидкостей, одна из которых называются дисперсной фазой распределена в виде капель различных размеров (глобул) в объёме другой, называемой дисперсионной средой. Существующая классификация определяет следующие виды эмульсий: эмульсия первого рода типа «нефть в воде» - состоит из неполярной жидкости, распределенной в объеме полярной жидкости. эмульсия второго рода «вода в нефти» - состоит из полярной жидкости, распределенной в объеме неполярной жидкости. На рисунке 1.3 изображена эмульсия типа «вода в нефти», «нефть в воде». Внешней средой стремится стать та жидкость, которой в эмульсии больше по объему. В процессе добычи чаще всего извлекается эмульсия типа «вода в нефти». а) эмульсия типа «вода в нефти»; б) эмульсия типа «нефть в воде» Рисунок 1.3 – Виды нефтяных эмульсий В рамках настоящей работы рассматриваются эмульсии второго рода, образующиеся при добыче и транспортировке нефти. 21 Залегающие в пласте нефть и вода не представляют из себя эмульсию, так как существуют в виде отдельных фаз, не смешанных друг с другом. Зарождение эмульсии начинается при перемешивании в процессе движения взаимно нерастворимых жидкостей по трубам под пластовым давлением, либо при нагнетании насосами. Нефть добывается из скважин в виде относительно устойчивой эмульсии «вода в нефти». При добыче фонтанным способом, наибольшее перемешивание нефти происходит при движении по устью скважины, в аппаратах и при движении по промысловым трубопроводам, в рабочих колесах электроцентробежных насосов. Стойкость образовавшейся эмульсии зависит от следующих факторов: обводненность; плотность фаз; вязкость внешней фазы; химический состав дисперсной фазы. Также интенсивность образования эмульсий существенно зависит от наличия в добываемой нефти природных эмульгаторов, таких как кислоты, щёлочи, соли, парафины, асфальтены, нафтены, смолы и другие химические соединения. Они создают вокруг частиц внутренней фазы эмульсии «бронирующие оболочки», которые не дают каплям укрупняться и, как следствие, не дают эмульсии расслаиваться [39]. Способность нефтей к эмульгированию (образованию эмульсий) зависит от свойств её компонентов. Известно, что нефти с преобладающим содержанием нафтенов образуют более стойкие эмульсии, чем нефти с преобладающим содержанием парафинов [35]. 22 1.6 Обезвоживание нефти. Механизм процесса разделения нефтяных эмульсий Обезвоживание нефтяных эмульсий является сложным технологическим процессом, который должен учитывать множество факторов: реологические свойства эмульсии (вязкость, текучесть), условия образования, химический состав, доступные способы обезвоживания [16]. Процесс разделения водонефтяной эмульсии условно можно разделить на следующие стадии: 1. Разрушение бронирующих оболочек капель воды. Дестабилизация эмульсии. 2. Осаждение капель через границу раздела фаз и коалесценция. Скорость оседания частиц одной среды в толще другой может быть описана формулой Стокса: н н в gd 18 ) ( 2 , (1.1) где – скорость оседания капель; d – диаметр оседающих капель; в и н – плотности воды и нефти; н – динамическая вязкость нефти; g – ускорение свободного падения. Из приведённой формулы можно выделить основные факторы, влияющие на скорость и эффективность процесса разделения водонефтяной эмульсии: диаметр частиц дисперсной фазы; вязкость и плотность и нефти и воды, из которых состоит эмульсия; ускорение движения частиц; площадь поверхности отстаивания; размер аппаратов отстаивания эмульсии (длина для горизонтального отстойника и высота для вертикального). 23 В процессе развития нефтяной промышленности в 1930-х годах стало понятно, что эффективный процесс разделения водонефтяных эмульсий невозможен без применения специальных химических реагентов. Вещества, способствующие разрушению эмульсий называют деэмульгаторами. Эффективность разрушения бронирующих оболочек зависит от типа деэмульгатора, его дозировки, а также от гидродинамического и вязкостно- температурного режимов. Подбор реагента-деэмульгатора под каждый конкретный случай производится посредством лабораторных испытаний, промышленной эксплуатации, либо комбинацией методов. В нефтегазодобывающих компаниях существуют стандарты, регламентирующие подобные виды работ [54]. Повышение температуры при дестабилизации нефтяной эмульсии приводит к увеличению эффективности работы деэмульгатора – к сокращению его расхода и уменьшению длительности срабатывания. Это обусловлено, с одной стороны, изменением активности и диффузионной поверхности деэмульгатора, с другой – ослаблением адсорбционных и механических свойств эмульгирующих веществ. Кроме того на эффективность процесса осаждения капель существенно влияет гидродинамический режим отстойника. Чем дольше время пребывания эмульсии в аппарате, тем эффективнее процесс разделения водонефтяной эмульсии в целом, при этом на продолжительность отстоя влияет помимо вязкостно-температурных характеристик среды также и конструктивные особенности аппарата, такие как полезный объем. На увеличение скорости осаждения капли воды также влияет увеличение размера капли. В процессе подогрева нефти, ее транспортировании и последующего отстоя капли воды могут приближаться друг к другу вследствие разности скоростей осаждения, либо за счет диффузионных механизмов. При благоприятных условиях сблизившиеся капли могут коалесцировать, что приводит к укрупнению капель и 24 увеличению скорости их оседания. Необходимым условием для коалесценции сблизившихся капель является отсутствие на них оболочек из эмульгирующих веществ, препятствующих этому процессу. Коалесценция в процессе разделения эмульсии необходима, так как она обусловливает переход оседающих капель через границу раздела фаз. Чем слабее коалесценция, тем больше высота эмульгированного промежуточного слоя. Таким образом, разделение водонефтяных эмульсий определяется разрушением бронирующих оболочек капель воды, осаждением взвешенных капель и их коалесценцией со сплошной фазой. На скорость этих процессов в значительной степени влияет: расход реагента-деэмульгатора; температура подогрева разделяемой эмульсии; продолжительность отстоя. Регулируя перечисленные параметры можно управлять эффективностью разделения эмульсии. Управляемой величиной процесса разделения водонефтяной эмульсии можно считать долю отделившейся воды по завершении процесса, выраженную в процентах от общего количества воды, содержавшейся в исходной эмульсии [4]. Значение обводненности нефти в процессе обезвоживания необходимо удерживать в зоне значений, близких к технологической уставке. На рисунке 1.4 приведен график изменения управляемой величины во времени. Выход значения обводнённости за верхний предел обозначенной зоны означает получение некондиционной нефти с большим содержанием воды. Слишком низкое значение является следствием перерасхода деэмульгатора, либо чрезмерно высокой температуры нагрева эмульсии, что приводит к снижению экономической эффективности процесса. 25 Рисунок 1.4 – Изменение выходной обводненности во времени При отсутствии бронирующих оболочек, большие скопления капель начинают объединяться и укрупняться. Происходит процесс коалесценции. Более крупные капли под действием силы тяжести осаждаются на дно отстойного аппарата. Легкие капли нефти всплывают на поверхность, захватывая с собой капли воды. Образуется промежуточный эмульсионный слой. В промежуточном слое концентрируется большое количество капель воды с неразрушенными бронирующими оболочками, механическими примесями, кристаллами парафина и другими эмульгирующими веществами. В настоящее время ведётся много исследований по контролю толщины и состава промежуточного слоя, методов снижения устойчивости эмульсий в нём и как итог, разрушению промежуточного слоя [59]. |