автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.07, диссертация на тему:Разработка техники и технологии многоступенчатой противоточной дегазации нефти в аппаратах с регулярной насадкой для условий промысловой подготовки

I 0 I' > '

• з MAP 1997 На правах рукописи

ПЕРСИЯНЦЕВ МИХАИЛ НИКОЛАЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ МНОГОСТУПЕНЧАТОЙ ПРОТИВОТОЧНОЙ ДЕГАЗАЦИИ НЕФТИ В АППАРАТАХ С РЕГУЛЯРНОЙ НАСАДКОЙ ДЛЯ УСЛОВИЙ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ

Специальность:

05.04.07 - Машины и агрегаты нефтяной и газовой промышленности 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 1997 г.

Работа выполнена в Самарском Государственном технически Университете и АО "Оренбургнефть".

Научные руководители - доктор технических наук, профессор Григорян Л .Г. кандитат технических наук, с.н.с. Лесухин С.П.

Официальные оппоненты:

- академик РАЕН, доктор технических наук, профессор

- кандидат технических наук, старший научный сотрудник

Валеев МД. Пестрецов Н.В.

Ведущее предприятие ОАО "Самаранефтегаз"

Защита диссертации состоится " \99,</т. на Заседаши

Диссертационного Совета К С&3 О £? О 2 при Уфимском Государственно! нефтяном техническом Университете. По адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГНТУ

Автореферат разослан О2 199^т.

Ученый секретарь совета

кандидат технических наук, доцент ЖупаевВЛ.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Дегазация нефти является важнейшей частью технологии внугрипромыслового сбора и подготовки нефти к транспорту. Именно глубина дегазации определяет уровень потерь легкого углеводородного сырья и экологическую обстановку на промысле. Анализ отечественного и зарубежного опыта показал, что значительные потери легких углеводородов из сырьевых и товарных резервуаров обусловлены неудовлетворительной работой концевых и горячих ступеней сепарации.

Традиционно используемые на промысловых объектах подготовки нефти горизонтальные сепараторы не обеспечивают глубокого удаления газа из нефти, в результате чего в резервуары поступает нефть с высоким остаточным содержанием растворенного газа.

Предпринимаемые в последнее время попытки найти решение путем реконструкции традиционных сепараторов не приводят к существенным результатам. Поэтому поиск аппаратурно-технологических решении глубокой дегазации нефти является актуальной задачей.

В настоящей работе представлены исследования и реализация новой технологии сепарации нефти на основе процесса протнвоточнон многоступенчатой дегазации в колонном аппарате с регулярной насадкой. Работа выполнена в соответствии с научно-технической программой Минвуза РСФСР № 641 от 10.10.86 г. и коордиационным планом Миннефтепрома "Качество" (код. 53.0014.90).

Целью диссертационной работы является разработка аппаратурного оформления и методов расчета процесса противоточной многоступенчатой дегазации нефти (ПДН) в колонном аппарате с регулярной насадкой, а так же реализация этого процесса в технологии подготовки нефти.

Основные задачи исследования.

- обследование и анализ недостатков работы промышленных сепараторов;

разработка математической . модели противоточной многоступенчатой дегазации нефти;

- экспериментальные исследования с целью проверки адекватности модели;

- моделирование технологических схем сепарации нефти в различных условиях эксплуатации и опробования в промышленных условиях.

Научная новизна.

Установлено, что основной причиной потерь легкого углеводородного сырья в условиях подготовки нефти является низкая степень дегазации растворенного газа в горизонтальных сепараторах.

- Разработана математическая модель процесса многоступенчатой противоточной дегазации нефти, основанная на кинетических коэффициентах переноса индивидуальных компонентов.

Экспериментально определены кинетические коэффициенты массопередачи (числа единиц переноса) индивидуальных компонентов смеси.

- Предложены новые технологические схемы сепарации нефти с использованием колонны глубокой дегазации.

Практическая ценность. Использования новой технологии позволяет:

- Увеличить глубину дегазации нефти в 1,5 + 2 раза.

- Удалить из нефти сероводород до остаточной концентрации, отвечающей требованиям предприятий на товарную нефть.

- Получить нефть, отвечающую товарной кандиции по ДНП на концевой ступене сепарации без нагрева.

- Обеспечить требуемое ГОСТом значение ДНП нефти на горячей ступене сепарации при давлении до 0,3 МПа и температуре до 50 °С.

Реализация работы в промышленности. Результаты исследования легли в основу проекта установки глубокой дегазации (отцувки) нефти на Покровской установке подготовки нефти, которая построена и успешно эксплуатируется на двух технологических потоках.

Апробация работы. Основные положения диссертации обсуждены на Техсовете ПО "Оренбургнефтъ" 08. 1990г., на Совещании ВНТО НГП в г. Самаре 06. 1991г., на Ученом Совете института "Гипровостокнефть" 04. 1993г., на ЧНТС ПО "Оренбургнефть" 12. 1996г. и Ученом Совете Нефтетехнологического факультета СамГТУ 12. 1996г.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 3 гнав, выводов, списка использованных источников, изложена ка 124 страницах, включая 46 рисунков и 15 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследования.

Первая глава посвящена анализу работы промышленных сепараторов на объектах подготовки нефти. Эффективность работы сепараторов оценивалась по уносу мелкодисперсной нефти из сепаратора с газом и полноте извлечения газа из нефти. Причем, газ уносимый нефтью может находится как в свободном виде (окклюдированный газ) так и в растворенном виде, обуславливая этим метастабильное состояние нефти. Последнее характерно, тем, что жидкость при данных термодинамических условиях не находится в равновесии с газом, а является перенасыщенным раствором.

В работе показаны существенные различия в условиях эксплуатации и практических требованиях к качеству нефти и газа для сепараторов приемного и концевого назначения.

Так, преимущественным требованием к работе приемных сепараторов является качество газа, а именно, низкое содержание в газе капельной нефти. Наличие же в сепарированной нефти газа менее важно, так как этот газ будет выделен на последующих ступенях сепарации. Для концевых сепараторов первостепенной является полнота дегазации нефти и обеспечение требований стандарта по величине давления насыщенных паров (ДНП) товарной нефти.

Этому различию не уделяется достаточно внимания при разработке сепарационного оборудования.

В настоящее время на всех ступенях сепарации используются единообразные горизонтальные сепараторы, разработанные ЦКБН и ВНИИнефтемашем. При этом наибольшие нарекания производственников вызывает работа горизонтальных сепараторов концевых и горячих ступеней.

Для выяснения причин неудовлетворительной работы концевых и горячих ступеней сепарации были обследованы 12 действующих сепараторов горизонтально-гравитационного типа на 7 промысловых установках подготовки нефти.

Эффективность сепарации нефти исследовалась по трем параметрам:

- унос капельной нефти потоком газа;

- унос свободного газа нефтяным потоком;

- унос растворенного газа нефтяным потоком.

В диссертации приведено описание методики измерения указанных параметров.

Поскольку эффективность работы концевых сепараторов прямым образом влияет на потери нефти, было проведено абсолютное сравнение трех исследуемых параметров путем их пересчета в эквивалентные потери

нефти (таблица 1). Таблица!.

Сопоставление влияния параметров работы

концевых сепараторов на величину потерь не! рти.

№ п/п Параметры сепарации Величина параметров сепарации Величина эквивалентных потерь нефти, %

Название Обозначение Единицы измерения

1. Унос капельной нефти газом Кж мг/м3 35 769 менее 0,0005

О Унос свободного газа нефтью Кг ■ м5/м3 0,0 и 0,03 0,0015 + 0.0053

3. Унос расгворснног о газа нефтью Кг.н. м3/м5 1,04 -И ,94 0,17+0,33

Из представленных данных следует, что основным источником потерь является значительный унос растворенного газа, который на 2 порядка превышает потери от уноса свободного газа с нефтью и на 3 порядка потери от уноса капельной нефти газом. Таким образом, первоочередной задачей совершенствования концевых сепараторов является интенсификация массопереноса в системе нефть - нефтяной газ, с целью снижения остаточного газосодержания нефти.

Анализ известных технологических и конструктивных приемов углубления дегазации нефти, приведенный в работе, показал, что наиболее перспективным направлением является создание технологии иротивоточной многоступенчатой дегазации с использованием легкого газа отдувки.

Реализовать такую технологию можно в колонном аппарате с регулярной насадкой.

Вторая глава посвящена исследованиям противоточной многоступенчатой дегазации нефти в аппаратах с регулярной насадкой.

Дегазация нефти в многоступенчатой противоточной колонне является сложным абсорбционно-десорбционным процессом многокомпонентных смесей. Целыо процесса является удаление из нефти легких углеводородов и сероводорода.

Применяемые в инженерной практике методы расчета абсорбционно-десорбнионных процессов по теоретическим (равновесным) ступеням в данном случае дают значительную погрешность в связи с существенной разницей в свойствах компонентов. Поэтому, был использован более сложный метод расчета по кинетическим коэффициентам массопередачи (числам единиц переноса на реальной ступени контакта), учитывающий не только свойства индивидуальных компонентов, но и режимные параметры работы колонны. Схема взаимодействия потоков в колонне представлена на Рис. 1.

В виду большого числа ступеней контакта противоточное взаимодействие можно считать непрерывным.

Для каждого компонента 'У и для любого сечения "к" уравнения массопередачи и материального баланса имеют вид:

о^У^-К, (я-у,«^ ^ (1)

аКау, = Ьы-аХ] (2)

Kj.dK

Учитывая , что-= <3^ и выражая у, и у,* через относительные

01 концентрации

в! О!

Уь* =— • Х),к = &с Yj.it; в,

Ьн

^, к--- Xj, к = Гк • X], к;

Ьк

Получаем: (1 У| = / •

Оп+г, Уя+1

Сп; уп

Сп-1; уп-1 Сдд-2; Уп-2 бд; у4

йз; уз Ог; у г

&с = —

Ск

Ьи

и

п

П-1

1

п-2

Хв+1; Ьп+1 - Ьн

Хц; Ьц

Хп-1," ЬП-1 Хп-2; ЬП-2 Х4; Ь4

хз; Ьэ хг; Ьг

; Х1

(3)

(4)

(5)

(6)

Рис.1. Схема взаимодействия потоков.

у,* Ln

ще nij =-константа фазового равновесия, а /= —;

Xj Gi

Совместное решение (5) и (6) при условии g* и fK - const дает:

cPXj dXj

I-+ (I - m) —■— = 0 (8)

dNi2 dNj

Условие gK и fK - const можно принять для нефтей с низким газовым

фактором (до 10 м3/т).

Для легких нефтей g* и fK меняются по высоте колонны и зависят от Nj.

С учетом этого факта, в общем случае, имеем:

cPXj dXj

- + Ц - + Qj Xj = 0

dNj2 dNj

1 dgK irij

M, = gt-------fK (9)

& dNj /

nij fK dg< m, dfK Qj = ■

I 2г. I dNJ

Граничные условия: Yj в* (0) = У) 1 ;<вх =

Значения У, 1 и - заданы исходными данными.

Система уравнений (9) решалась числено, преобразованием дифференциального уравнения в конечно-разностное.

В качестве шага принималось число единиц переноса одной реальной ступени контакта для ^компонента.

Блок схема расчета приведена на рис. 2.

Выражения для расчета параметров Р^, Цк, Уук, .^к и В^ - приведены в диссертации.

2 /-Ьи/в,

4 Р,*

5 иле 1

1 1

6 |

"7 А) I ; В , 1

8 А^+иВ^-м

■ ..... 1

X

16 Подпрограмма расчета щ,

12 1" К

1

11 8с

т 1

10 -г-—--1

^ Печать

Рис. 2. Блок - схема расчета.

Величина N3 зависит от свойств компонента, а так же конструктивных и режимных параметров работы колонны и может быть определена только экспериментальным путем. Поэтому, следующий раздел диссертации посвящен выбору оптимальной конструкции контактных устройств и проведению экспериментов.

Исходя из особенностей процесса, были сформулированы следующие основные требования к контактным устройствам:

- высокая удельная нагрузка по жидкости (до 300 м3/м2час), значительно превосходящая возможности серийной моссообменной техники;

- широкий диапазон устойчивой работы при высоких нагрузках по жидкости;

- исключение ценообразования при взаимодействии жидкости и газа;

стойкость к засореншо механическими примесями и смолопарафиновыми отложениями.

Анализ отечественных и зарубежных конструкций массообменных устройств показал, что наиболее полно сформулированным условиям отвечает отечественная регулярная насадка с вертикальными контактными устройствами (АВР) (рис. 3.). Взаимодействие газа и жидкости в АВР осуществляется в противотоке, последовательно на каждой ступени в капельно-пленочном режиме. При этом плотность орошения (удельная жидкостная нагрузка) может достигать 350 м3/м2час.

Экспериментальные исследования проводились на пилотной установке собранной на Красноярской УПН ОАО "Оренбургнефть" с целью выявления эффективности противоточной дегазации нефти, определения чисел переноса И] и проверки адекватности предложенной модели расчета. Схема установки представлена на рис. 4. Основным элементом установки является колонный аппарат,оснащенный насадкой АВР. Предварительными гидродинамическими испытаниями установлены

Схемо взаимодЕиствия потоков жидкости и - газа в струнном оппороте АВР

жидкость

1-зигзагооБРазноя перегородко; 2-контактная РЕиЕтка; 3-двухстоРонная пленко жидкости; 4-зона турбулизоции жидкости; Н-высота ступени контакта; Р-родиус скругления

Рис.3.

оптимальные размеры контактных камер: высота ступени - 100 мм, а ширина - 60 мм.

Эксперименты проводились в следующем диапазоне параметров: Температура 1 = 8- 35°С Плотность орошения Ц = 60 -:- 350 м3/м2час Скорость газа = 0,1 ч- 2 м/с ДНП исходной нефти 440 + 780 мм. рт. ст. Количество газа отдувки 5+25 нм3 на 1 м3 нефти. Анализ экспериментальных данных показал, что в .результате противоточной многоступенчатой дегазации активно извлекаются легкие газы - сероводород, этан, пропан и сумма буганов. Именно эти компоненты определяют ДНП разгазированной нефти.

Схкма эксперементольнои установки

1-аппарат; 2-отбойник; 3-куб аппарата; 4-напоРная емкость; 5-диаФРагма; 6-диФФЕРЕнциальныи манометр; 7-пробоотборник; 8-термометр, 9-ытуцер довления в аппаратЕ

¡-нефть на установка; И-нефть после отдмвки; Ш-газ отдавки; [\/-газ после отдувки

Установлено, что с увеличением расхода газа отдувки возрастает глубина дегазации нефти. В то же время удельное извлечение газа одним ны3 газа отдувки снижается. Приведенные данные свидетельствуют о том, что выбор удельного расхода газа отдувки должен стать основным объектом оптимизации для каждого конкретного технологического процесса.

Наибольший научный интерес представляет степень извлечения индивидуальных легких углеводородов из нефти. Эксперименты показали, что на 9 ступенях контакта' можно извлечь из нефти до 80% этана и более 50% пропана, в то же время углеводородов С6 извлекается менее 2+3%.

Расчеты чисел единиц переноса индивидуальных компонентов по экспериментальным данным показали, что для углеводородов Се и выше К, остается постоянным и в исследованном диапазоне изменения параметров составляет 0,165+0,173. Этот факт объясняется тем, что являясь хорошо растворимыми в нефти газами, основное диффузионное сопротивление этих компонентов сосредоточено в газовой фазе, и мало зависит от констант фазового равновесия.

Иная картина наблюдается для легких углеводородов, азота и сероводорода. Эти газы плохо растворимы в нефти и на Н) сильно влияет константа фазового равновесия. Причем, чем выше константа фазового равновесия, тем ниже величина

Средние экспериментальные значения Ы) приведены в таблице 2.

Полученные значения позволили реализовать алгоритм расчета противоточной многоступенчатой сепарации в виде пакета программ для ПЭВМ.

Проверка адекватности предложенной модели расчета проводилась путем сравнения расчетных и опытных значений степени извлечения индивидуальных углеводородов. На Рис. 5. расчетные кривые достаточно точно отражают результаты эксперимента. Это позволяет рекомендовать методику и пакет программ расчета противоточной многоступенчатой

дегазации для технологического моделирования различных схем сепарации нефти.

Таблица 2.

Nn.n. ФОРМУЛА НАИМЕНОВАНИЕ Мол. Масса N, - Чисю ед.

Компо- Компонента Компонента Компонента переноса компон.

нента на одну ступень

1 N2 АЗОТ 28,0 0.001

2 ■ СН4 МЕТАН 16,0 0,004

3 С02 УГЛЕКИСЛЫЙ ГАЗ 44,0 0.010

4 С2Н6 ЭТАН 30,1 0,022

5 H2S СЕРОВОДОРОД 34.0 0,027

6 СЗН8 ПРОПАНА 44,1 0.060

7 i -С4Н10 ИзоБУТАН 58,1 0,100

8 п -С4Н10 БУТАН ■ 58,1 0,120

9 i -С5Н12 ИзоПЕНТАН 72,2 0,140

10 n -C6HI4 ПЕНТАН 72.2 0,150

11 ¡-C6HI4 Б - ИзоГЕКСАН (2,3 - Диметнлбутан) 86,2 0,165

12 п -С6Н14 ГЕКСАН " 86,2 0,170

13 п -С6Н12 ЦИКЛОПЕКСАН 84.2 0,171

14 i -С7Ш6 Я-ИзоГЕПТАН (З-Мстилгсхсан) 100,2 0,171

¡5 n - >„711 i 6 ГЕПТАН 100,2 0. i 72

16 i -С8Н18 5 - ИзоОКТАН (2,3 - Дим ста лгас сан) 114,0 0,173

17 п -С8Н18 ОКТАН 114,0 0.173

18 и более ОСТАТОК РАССЧИТЫВ. 0,173

В третьей главе рассмотрены возможности технологии противоточной дегазации нефти (ПДН) в схемах промысловой сепарации и результаты внедрения этого процесса на Покровской УПН ЛО "Оренбургнефть".

Блок ПДН должен использоваться как часть установки подготовки нефти с цепью достижения одного или совокупности следующих технологических результатов:

- глубокая дегазация нефти при низких температурах и снижение давления насыщенных паров до уровня регламентируемого действующим ГОСТом на качество товарной нефти;

- снижение потерь легких углеводородов в сырьевых и товарных резервуарах;

- сшгжение остаточного содержания сероводорода в товарной нефти;

0 8

0 А

0 4

0 2

0 5

к

0

а

1||

п

ш с; 0 . 1

ш

01

л 0 К

I

ш и 4

L

ш 1- 0 2

<_)

0

0 . 4

0 .2

0

■зксперементольные (точки) и росиетные (кривые! зависимости степени извлечения от удельного расхода газа для различных компонентов

А)

! ; ______— | 1 ! ___оо i 1 1 1

" о ° ■ ' ! ! |

i 1 1 1

а/ 1 1 ! 1 1 1 , ! 1 1 :

5 10 15 20 25 30

Удельный расход газа отдувки, нм3/м

! !

1 *-""" 1 _-—Т^О

I О.------ о

о ■и——г- и оо

Г)

—!-к ■

; ! ' ' 1 1

А-этан; Б-пРопан; В-бутоны; Г-ПЕнтаны

- осуществление дегазации нефти под давлением при повышенных температурах.

Схема установки сепарации нефти с концевой ступенью в виде колонны глубокой дегазации (КГД) преставлена на рис. 6. Для технологического моделирования выбрана легкая нефть Южнооренбургского месторождения. В качестве газа отдувки принимался легкий газ первой ступени сепарации с содержанием метана до 80%. Технологические параметры КГД изменялись в следующих пределах:

- температура - 20+80 °С;

- давление - 0,105+0,35 МПа;

- расход газа отдувки - 5+ 20 нм3/т.

Принципиальная схема установки сепарации нефти с концевой степенью в виде КГД.

Iii не КС

1 - сепаратор 1 ступени; 2 - сепаратор промежуточный; 3 - колонна глубокой дегазации нефти; 4 - товарный резервуар; I - газонасыщенная нефть; II -товарная нефть; III - газ.

Рис. 6.

Наибольший практический интерес представляет величина ДНП нефти на выходе из колонны (Рис. 7.). Как видно из графика (Рис. 7а) при температуре 20'-'С и давлении 0,105 МПа (условия концевой ступени сепарации) требуемая ГОСТом величина ДНП - 66,7 кПа (500 мм.рт.ст.) достигается при расходе газа отдувки 8,7 нм%. Отметим, что использование

Зависимость дав/1Ения насыцЕнных поров нефти после отдувки от расхода газа при разлииных довлениях и темперотурах

а>

ВО .0 600

66.7__--__ I ___________

500 | " -

_1_I_

5 10 15 20

Расход газа отдувки, нм3/т

парометры процессо ГДН

А-Р=0,105 мПа) t=20°C Б-Р=0.25 мПа; 1:=50оС В-Р=0.35 мПа; 1=80°С

традиционного концевого сепаратора не позволяет получить ДНП нефти ниже 114,6 кПа (860 мм.рт.ст.). Эта величина подтверждается, как расчетом, так и прямыми измерениями.

При увеличении расхода газа отпувки до 20 нм3/т ДНП нефти может быть снижено до 50 кПа (360 мм.рт.ст.).

Практический интерес представляет возможность получения товарной нефти с ДНП менее 66,7 кПа при сепарации под давлением, что открывает новые возможности в технологии подготовки и утилизации газа концевых ступеней на промысле. На графике, рис. 76, показаны значения ДНП нефти при давлении 0,25 МПа и температуре 50°С, соответствующей условиям горячей ступени сепарации. Нормативное значение ДНП достигается при расходе газа отдувки 12,5 нм3/г. Увеличение давления до 0,35 МПа, требует более высокой температуры нагрева нефти (рис. 7.в).

При осуществлении технологии ПДН сзоцественно возрастает обьем газа, удаляемого из нефти в сравнении с процессом однократной сепарации в горизонтальном аппарате.

На рис.8 представлена зависимость степени извлечения газового потенциала от расхода газа отдувки. Под степенью извлечения газового потенциала нефти понимается отношение суммы удаленных из нефти газов по бутан включительно к их первоначальному содержанию в смеси. С4 С<(

Ьн Е х3 - Ь| £ XJ

фг =-—----100%;

С4

При давлении - 0,25 Мпа; температуре - 50 °С; и расходе газа отдувки 12 нм3/г, степень извлечения газового потенциала составляет- 51%. а при расходе газа отдувки 20 нм-Уг - 64%. Если в тех-же условиях использовать равновесный сепаратор гравитационного типа, степень извлечения газового потенциала составит всего 2,8%.

Зависимость извлечения газового потЕнциала из нефти от расхода газа отдувки для различных параметров процессо

Расход газа отдувки,нм3/т 1- Р=2.5 ата 1=50'С 2-Р=2.5 ата *=30'С

Рис.8.

Результаты проведенных исследований легли в основу разработки и проектирования промышленной установки, предназначенной для глубокой дегазации и очистки от сероводорода нефти на Покровских головных сооружениях.

Внедрение технологии ПДН на Покровской УПН ПО "Оренбургнефть" вызвано сложной экологической обстановкой в районе установки, связанной большими выбросами сероводорода и углеводородных газов в атмосферу из технологических резервуаров. Обследования установки показали, что плавной причиной высоких газовых выбросов является повышенное содержание сероводорода до 300 мг/дм3 и легких углеводороднов в нефти, поступающей в резервуары.

Основнне характеристики работы сепараторов представлены в таблице 3.

Испытание промышленных сепараторв новой конструкции показало, что их использование в процессе концевой сепарации нефти дает возможность значительно повысить степень извлечения растворенного газа

и снизить остаточное газосодержание нефти.

Таблица 3.

№ 1 Характеристики работы колонны Аппарат Аппарат

п/п глубокой дегазации на Покровской УПН КГД 1/1 КГД 1/2

I. Названия нефтяного потока Покровской Сорочннский

2. Диаметр аппарата, м 1,2 1,2

3. Высота аппарата, м 10,2 10,2

4. Высота слоя насадки, м 3,08 3,08

5. Размеры контактной камеры Н х а, мм 100x50 100x50

6. Давление процесса, МПа 0,105 0,105

7. Температура нефти, °С 18-28 8+15

8. Плотность нефти при 20°С, кг/м3 855 847

9. Содержание сероводорода в нефти, мг/дм3 220 180

10. Содержание сероводорода в газе, % об. 0,7 0,7

! 1. Содержание сероводорода в нефти после

очистки, мг/дм3 40+60 60+80

12. Плотность орошения, м3/м2ч 340 180

13. Удельный расход газа отдувки, м-'/т • 3,0 3,0

14. Обводненность нефти, % об. 60+75 до 10

Степень извлечения газового потенциала в КГД по-сравнению с ранее действовавшим горизонтальным сепараторм возрастает для сорочинского потока нефти с 33,2% до 42,9%, а для покровского потока с 21,7% до 4 Г/о. При этом ДНП нефти снижается со 108,3 кПа (812 мм.рт.ст.) до 88,0 кПа (660 мм.рт.ст.) для сорочинского потока и со 105,1 кПа (788 мм.рт.ст.) до 74,8 (561 мм.рт.ст.) для покровского.

Кроме того, в процессе противоточной дегазации нефти достигнуто снижение концентрации сероводорода в нефти всреднем с 200 до 60 мг/дм3. Достигнутые параметры эффективности дегазации нефти соответствуют расчетным значениям, зафиксированным в проекте.

Внедрение технологии ПДН на Покровской УПН привело к снижению технологических потерь легких углеводородов из резервуаров на 70%.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведено обследование и анализ работы промышленных концевых сепараторов горизонтального типа системы промысловой подготовки нефти. Установлено, что основным недостатком работы горизонтальных концевых сепараторов является высокий унос нефтью растворенного газа, который не выделяется полностью вследствие неравновесности массообменного процесса.

2. Рассмотрены известные методы и приёмы повышения эффективности газовыделения из нефти в сепараторах горизонтального типа. Показано, что наиболее перспективным направлением совершенствования работы концевых сепараторов является создание вертикальных противоточных многоступенчатых сепараторов.

3. Анализ возможности использования современных массообменных аппаратов в процессе сепарации нефти показал, что аппараты класса АВР, выгодно отличаются от остальных высокими предельными нагрузками по газу и жидкости и широким диапазоном устойчивой работы.

4. Разработана математическая модель процесса и программа расчёта многоступенчатой противоточной дегазации нефти, основанная на кинетических коэффициентах массопереноса индивидуальных углеводородов,'в качестве которых использовано число единиц переноса реальной ступени контакта аппарата АВР.

5. На пилотной установке в промысловых условиях проведены экспериментальные исследования противоточной дегазации нефти в колонном аппарате. В результате испытаний установлены средние значения чисел единиц переноса для восемнадцати индивидуальных компонентов нефти, необходимые для расчета технологии ПДН.

6. На основе разработанной модели исследованы возможности новой технологии. Установлено, что многоступенчатая протнвоточная дегазация

нефти обеспечивает более глубокое извлечение лёгких углеводородов при сепарации, чем однократная При этом:

- значительно снижаются потери нефти в резервуарах от испарения;

- на концевой ступени сепарации при давлении 0,105 МПа и температуре 15 + 20°С достигается требуемая ГОСТом глубина стабилизации нефти (ДНП - 66,7 кПа), что дает возможность исключить горячий сепаратор из технологической схемы промысловой УПН;

- при подогреве нефти до 45 + 55°С стабилизация нефти может быть проведена при повышенном (до 0,3 МПа) давлении, обеспечивающем возможность подготовки и утилизации газов концевых ступеней сепарации. 7. Результаты исследования легли в основу создания установки глубокой дегазации (отдувки) нефти на Покровской УПН, которая построена и запущена в постоянную эксплуатацию. Промышленные испытания технологии многоступенчатой противоточной сепарации нефти, подтвердили основные выводы и положения работы.

ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

О - расход газа (кмоль/с); Ь - расход нефти (кмоль/с); х, у - концентрации в жидкости и газе (моль/моль); X, У - относительные концентрации в жидкости и газе; Ы^ - число едениц переноса; К - коэффициент массопередачи (кмоль/м2с); тп - константа фазового равновесия, Р - удельная поверхность межфазного контакта (м2/м3),; I - температура (°С); Р - давление (Па); \У -скорость (м/с); Ц - плотность орошения (м3/м2ч), п - число ступеней; .1 -число компонентов.

Индексы к - номер ступени, j - номер компонента, р - номер расчетного цикла.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Персиянцев М.Е, Лесухин С.П, Позднышев Г.Н. Промысловые испытания

хозяйство. —1982, № 9. - •

2. Персиянцев М.Н., Редькин И. И., Гршпагин A.B., Поздиьппев Г.Е, Усачев БЕ Аппарат совместной подготовки нефти и воды // Авторское свидетельство №1637826, Б.Е 1991, №12.

3. Редькин И.И., Грпшагиь A.B., Персиянцев М.Н., Усачев Б.П., Казаков В.В. Устройство для вывода жидкости и газа из аппарата для разделения смесей // Авторское свидетельство № 1768219, Б.И 1992, № 38.

Персиянцев М.Н. Освоение и внедрение новых технических средств и технологий в АО « Оренбургнефть »// Нефтяное хозяйство. - 1995. № 8.

4. Патент РФ 2054298 С1 МКИ3 B01D 19/00. Установка подготовки нефти/ M.R Персиянцев, С.ЕЛесухин. - № 92001113/26, Б.Е 1996, № 5.

технологии холодной стабилизации нефти методом отдувки //Нефтяное

Соискатель

Подписано к печати 11.02.97. Формат бумаги 60*84 1/16. Печать офсетная. Печ. листов 1,0. Тираж 100 экз. Заказ 120.

Ротапринт Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес университета и полиграфпредприятия: 450062 Уфа, Космонавтов, 1